一、新型电力系统需要重视新能源与储能置信容量评估

展望“十五五”期间的电力系统发展，将呈现需求、新能源与储能“三高”三个基本趋势并存的局面。一是电力需求将继续保持较高增速；二是以风光为代表的新能源将维持快速增长势头；三是新型储能特别是工商业储能和电网侧独立储能，将步入加速发展阶段。

在这一背景下，电力系统的容量冗余性问题日益凸显。预计到2030年，新能源装机可能高达30亿千瓦，远超届时约20～23亿千瓦的系统容量需求，新型储能到2030年可能超过2亿千瓦，目前仍然由传统火电承担大部分可靠容量的供应。现有电力规划面临的挑战是海量的新能源装机能够提供的置信容量较低。储能虽然理论上可以提供容量支撑，但在现行集中调度模式下，其替代常规机组的作用未能充分发挥。针对新能源系统友好性不足、可靠出力不稳定的问题，目前已有针对性的研究与实践推进，比如通过储能协同、预测技术升级等手段提升其并网适配能力，但受限于技术落地周期、多主体协同效率等因素，尚未形成可大规模应用的标准化方案。

二、新能源需要承担主体电源责任，提高电力系统整体经济性

目前，我国新能源装机总量已超过火电，成为电力系统中的主体电源。新能源应承担起一部分保障系统稳定运行的主体责任，而非将调节应对波动性等责任与成本完全转移至其他电源或电网承担。因此，应当重新审视全额消纳的观念。从整个电力系统的总成本最优角度出发，允许一定比例的弃风、弃光，探索比建设大量调峰火电成本更低的经济性调节手段。因此，政策导向应从追求绝对的消纳率转向通过市场机制引导新能源在整体经济性与局部收益间寻找平衡的方向上来。

一方面，新能源与储能的联合运行，是提升其可靠出力、减少弃电的重要技术方案。近期，政策取消对新能源的强制配储要求，将发展手段从政策要求转向了市场引导。未来，应通过设计合理的电价机制和市场规则，如容量补偿、辅助服务市场等，使新能源配储具有充分的经济性，激励发电企业配储并获得明确的经济回报，提高新能源配储积极性。

另一方面，用户侧储能是降低系统峰荷的有效工具，需稳定的峰谷电价政策引导。工商业等用户侧储能是构建虚拟电厂、实现需求侧响应的核心资源，通过在用电高峰时段放电，不仅能保障企业自身生产不受影响，更能有效降低整个电力系统的峰值负荷，降低峰荷等同于为系统提供了置信容量，从而减少对新建发电装机的需求。要充分发挥其作用，关键在于保持稳定且合理的峰谷电价差，为用户侧储能提供清晰、可预期的投资回报信号。

三、创新电力电量平衡理论与方法，量化新能源储能的置信容量

从根本上解决装机冗余和投资膨胀问题，需要在电力规划层面进行理论和方法的创新，其中一个关键就是要建立一套能够科学量化新能源与储能组合并提供的置信容量的计算方法，并将其正式纳入电力电量平衡体系中。在规划层面评估出新能源储能组合对火电装机的替代量，才能在保障系统安全的前提下，减少不必要的火电投资，从而显著降低新型电力系统整体的建设成本。